Объемный метод подсчета запасов нефти. Суть метода. Формула подсчета запасов нефти объемным методом. Описание параметров и их единиц изменения

Объемный метод основан на определении объема пор продуктивного пласта, определяемого путем изучения размеров нефтеносного пласта и пористости слагающих его пород. Учитывается как общее количество нефти, заполняющей пористые пространства нефтеносных пластов, так и то, которое может быть извлечено при эксплуатации

- начальные балансовые (геологические) запасы нефти, млн.т.

-площадь нефтеностности, тыс.

-эффективная нефтенасыщенная толщина, м

-коэффициент открытой пористости, доли ед. (%)

-коэффициент нефтнасыщенности, доли ед. (%)

-пересчетный коэффициент в стандартные условия, доли ед.

-плотность нефти,

коэффициент извлечения нефти, доли ед.

При подсчете запасов нефти и свободного газа вновь открытой залежи пластового типа применяется наиболее простой вариант объемного метода без составления карт нефте(газо)- насыщенных толщин.

Понятие ВНК. Что такое внутренний и внешний ВНК? Что такое ВНЗ, ЧНЗ, чем они отличаются и какими границами контролируются. Какие зоны выделяются для пластово-сводовой залежи и для массивной залежи.

В залежи выделяется:

Кровля – граница пород-коллекторов нефтяного, или газового пласта с перекрывающими их породами-флюидоупорами.

- Подошва - граница пород-коллекторов нефтяного, или газового пласта с подстилающими их породами-флюидоупорами. Если залежь находится в массивном природном резервуаре, или пласт заполнен нефтью или газом не на полную мощность, подошвой служит граница нефти или газа с водой.

Водонефтяной контакт (ВНК) – граничная поверхность в переходной зоне нефтяной залежи, ниже которой фазовая проницаемость для нефти равна нулю, т.е. выше которой из пласта получают приток нефти с водой.

В случае, когда ВНК не вскрыт скважинами, для подсчета запасов может проводиться уровень подсчета (условная граница) по наиболее низкой установленной отметке подошвы нефтенасыщенного пласта-коллектора («Методические рекомендации по проведению переоценки категорий и выделению групп запасов..»).Если проще, то поверхность, разделяющую нефть и воду в залежи, называют подошвой нефтегазовой залежи или поверхностью водонефтяного раздела (ВНК - водонефтяной контакт).

Линию пересечения этой поверхности с кровлей пласта называют внешним контуром нефтеносности. Линию пересечения поверхности водонефтяного раздела с подошвой пласта - внутренним контуром нефтеносности.

Водонефтяная зона (ВНЗ) – часть пласта, которая даёт приток нефти с водой. На горизонтальной проекции залежи ВНЗ – это зона ограниченная внешним и внутренним контуром ВНК.

Чисто нефтяная зона (ЧНЗ) – часть пласта, содержащая в себе чистую нефть, без воды. На горизонтальной проекции ограничивается внутренним контуром ВНК.

Для пластово-сводовой залежи выделяются обе зоны, а для массивной – только ЧНЗ.

Понятие ВНК. Отличие внутреннего и внешнего контуров ВНК. Особенности проведения контуров для залежей с литологическим замещением и стратиграфическим выклиниванием. Возможно ли пересечение внутреннего и внешнего ВНК?

ВНК(водонефтяной контакт) – граница, разделяющая в пласте нефть и воду, и представляет собой зону той или иной мощности, в которой содержатся нефть и свободная вода. По мере приближения к зеркалу чистой воды содержание нефти уменьшается, а содержание воды в пласте увеличивается.

Внутренний контур нефтеносности – это линия пересечения поверхности нефтяного раздела с подошвой пласта.

Внешний контур нефтеносности - это линия пересечения поверхности, разделяющей нефть и воду с кровлей пласта.

Литологическое ограничение залежей может быть обусловлено вык-линиванием пласта по восстанию слоев, литолого-фациальным замещением пласта плохо проницаемыми породами и другими причинами. На стадии поисков оба вида ограничения могут быть установлены лишь в тех случаях, когда на залежи до первой продуктивной скважины были пробурены одна или несколько непродуктивных скважин.

Пласт, содержащий залежь, в зоне выклинивания отсутствует пол-ностью. При этом граница выклинивания проводится через середину расстояний между продуктивной и непродуктивными скважинами. На карте изопахит толщина пласта на этой границе принимается равной 0, а интерполяция от нее к продуктивной скважине ведется линейно. В случае литолого-фациального замещения в непродуктивных скважинах пласт представлен плохо проницаемыми породами.

Стратиграфическое выклинивание